La Industria Petrolera y su Reforma
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La Industria Petrolera y su Reforma México, D.F. 16 de Octubre de 2013 Ing. Carlos Morales Gil
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La Industria Petrolera y
su Reforma
México, D.F. 16 de Octubre de 2013
Ing. Carlos Morales Gil
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Los hidrocarburos son la principal
fuente de energía en el mundo y en México
Aceite 34%
Hidroeléctrica 2%
Biomasa 8%
Solar, eólica y biocombustibles 1%
Carbón 23%
Nuclear 6%
Gas 26%
Consumo de energía mundial Consumo de energía en México
Aceite 65%
Gas 23%
Hidroeléctrica 6%
Biomasa 3%
Carbón, nuclear solar 3%
60% hidrocarburos
Fuente: Outlook for Energy A View to 2030 Fuente: Estrategia Nacional de Energía, SENER 2013
90% hidrocarburos
3
Ejes de la industria petrolera
Marco Legal
Recursos,
Generación y
captura de renta
Empresas
operadoras
Mercados y
Seguridad
energética
Mecanismos e
Instituciones
reguladoras
4
Mecanismos de explotación de los
recursos y captación de la renta petrolera
Asignaciones
Concesiones
Contratos de producción
compartida
Contratos de Utilidad compartida
Los Países otorgan: A Empresas operadoras:
Empresas estatales (NOC)
Empresas privadas
Internacionales (IOC)
Independientes
Obtienen
Invierten recursos Renta
Producción
Ingresos
Regalías
Derechos
Bonos
Impuestos
Pagan
5
Los recursos del subsuelo,
propiedad de la Nación
6
Una amplia base de recursos
A Descubrir
Basin Prod.
Acum.
Reservas Recursos Prospectivos
1P 2P 3P Conv. Unconv.
Sureste 45.4 12.1 18.0 24.4 20.1
Tampico-Misantla 6.5 1.2 7.0 17.4 2.5 34.8
Burgos 2.3 0.4 0.5 0.7 2.9 15.0*
Veracruz 0.7 0.1 0.2 0.3 1.6 0.6
Sabinas 0.1 0.0 0.0 0.1 0.4 9.8
Aguas Profundas 0.0 0.1 0.4 1.7 26.6
Plataforma de Yucatán 0.5
TOTAL 55.0 13.9 26.2 44.5 54.6 60.2
Desarrollar y Producir
MMM Barriles de PCE
7
Objetivo Estratégico:
Aprovechar los hidrocarburos disponibles
Costo Total:
Descubrimiento y desarrollo
más costo de producción
Precio
Terrestre convencional 4 -12 USD/barril 100
Terrestre no convencional 25 – 35 USD/barril 100
Aguas someras 6 – 16 USD/barril 100
Aguas profundas 25 – 40 USD / barril 100
Gas 1.5 - 3 USD/MPC
9 – 18 USD / Barril eq.
3.5 USD / MPC
21 USD / Barril Eq.
Existen muchas oportunidades que resultan rentables para el país
8
Escenarios de producción
y necesidades de inversión
Gas Crudo
Caso Inversión anual Total de pozos
Base 24 MMMUSD 20,000
Superior 37 MMMUSD 30,000
Potencial Máximo 62 MMMUSD 50,000
9
Consideraciones para definir
la velocidad de monetización
La propiedad de los hidrocarburos se ejerce a través de la captación
de la renta
Apoya el desarrollo sustentable de la Nación
En superficie los hidrocarburos tienen mucho mayor valor que en el
subsuelo
El valor de mercado está dado por la oferta y la demanda
Para su desarrollo se requiere capacidad financiera, técnica y
recursos humanos
El marco legal debe estar alineado con los planes de desarrollo
Estas capacidades definen o limitan la velocidad de monetización
10
La Empresa operadora
11
LA PRODUCCIÓN DE CRUDO RESPONDE A LOS NIVELES
DE INVERSIÖN Y AL TIPO DE ACTIVOS
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
60 61 62 63 65 66 67 68 70 71 72 73 75 76 77 78 80 81 82 83 85 86 87 88 90 91 92 93 95 96 97 98 00 01 02 03 05 06 07 08 10 11 Years
South- eastern Basins
Mesozoic Chiapas-Tabasco
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Other offshore fields
Miles de barriles por día
Tertiary-age fields and other ones (mainly Tampico-Misantla basin)
• Pemex no invierte en función de sus oportunidades, sino de consideraciones fiscales
• Los campos nuevos, más rentables, absorben los recursos disponibles
12
Resultados del desarrollo y producción
12
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
04 05 06 07 08 09 10 11
Producción de aceite MBD
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
97 99 01 03 05 07 09 11
Cantarell
Other fields
Producción incremental después del inicio de la declinación de Cantarell MBD
Cantarell, el campo costa fuera más grande del mundo ha sido el mayor productor de crudo pesado en México. Alcanzó una producción pico de 2.2 millones de barriles por día de aceite.
La declinación de Cantarell fue compensada con el desarrollo de otros proyectos como: Ku-Maloob-Zaap, Delta del Grijalva, Cinco Presidentes, Crudo Ligero Marino, Chicontepec.
13
Evolución de la producción de gas
13
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
60 61 62 63 65 66 67 68 70 71 72 73 75 76 77 78 80 81 82 83 85 86 87 88 90 91 92 93 95 96 97 98 00 01 02 03 05 06 07 08 10 11 12 Años
Cuencas del
Sureste
Cantarell
Ku-Maloob-Zaap
Otros costa fuera
Millones de pies cúbicos diarios
• En los años 60 la producción de gas estaba soportada principalmente por los campos Cinco Presidentes, José Colomo y Chilapilla de la Región Sur y Poza Rica, San Andrés y Reynosa de la Región Norte
• A mediados de los años 70 se incorporaron los campos Samaria, Sitio Grande, Cactus, Agave y Cunduacán del Mesozoico Chiapas-Tabasco
• A finales de los años 70 inicia el desarrollo de los campos marinos Akal y Abkatún • A partir del año 2002, se reactiva la explotación de gas no asociado en las cuencas de Burgos y Veracruz bajo nuevos esquemas
de financiamiento
Mesozoico Chiapas-Tabasco
Terciario y otros campos (Tampico-Misantla, Burgos y Veracruz)
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Competitividad de PEMEX
•PEMEX ocupa el lugar 13 a nivel mundial por
reservas de crudo y 4to en producción
•Las compañías mas importantes en reservas y
producción son en su mayoría propiedad del
estado
•Al compararla con las compañías más
importantes en el mercado observamos que
PEMEX opera con costos competitivos
Reservas de crudo 20111 Miles de Millones de barriles
Producción1 Mbd
Costos de producción3
USD/bpce Costos de exploración y
desarrollo2 USD@2011 / bpce
11
18
22
26
33
53
102
143
152
265
297
PEMEX
Rosneft
NNPC
CNPC
Libya…
Adnoc
KPC
INOC
NIOC
Saudi…
PDVSA
2.3
2.4
2.4
2.4
2.6
2.8
2.9
3.0
4.3
10.0
Rosneft
BP
INOC
Exxon…
KPC
CNPC
PEMEX
PDVSA
NIOC
Saudi…
1. Fuente: Petroleum Intelligence Weekly. Anuario estadístico de Pemex 2011; reservas y producción de líquidos
2. Cálculo con base en John S. Herold, Operational Summary; Reportes anuales e informes a la SEC 2010;promedio trianual; incluye gastos indirectos de administración
3. Fuente: Reportes anuales y reportes de la SEC 2011
13.98
12.89
11.00
10.86
10.08
9.70
9.45
7.19
6.57
6.12
Chevron
Petro…
Shell
Eni
BP
Conoco
Exxon
Statoil
Total
PEMEX
27.14
20.82
18.11
15.60
14.38
13.79
13.51
12.44
11.46
9.37
Statoil
Chev…
Eni
PEMEX
Petro…
Conoco
Exxon
Total
BP
Shell
14
15
Mecanismo de autorización presupuestal
Todas la empresas tienen
restricciones presupuestales
En las NOC y las IOC o
independientes, las decisiones
de inversión y la administración
presupuestal se autorizan en
los Consejos de Administración
y no a través de múltiples
instancias internas y externas
• PEMEX requiere ser
tratada como
empresa productiva
• Con autonomía
presupuestal
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Relaciones comerciales: Alianzas y Acuerdos
El nivel de especialización y los costos de desarrollo tecnológico fomentan la
creación de alianzas y acuerdos
Alianzas o
asociaciones con:
• Empresas petroleras
• Proveedores
Reduce los riesgos financieros
y geológicos
Se comparten costos de
investigación, pruebas y
prototipos
Alinean los intereses de los
proveedores con los de la
empresa operadora
Fomentan el desarrollo de una
industria compuesta por
proveedores tecnológicamente
competentes y competitivos PEMEX requiere libertad de
asociación
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La ejecución de proyectos se limita dada la
fiscalización y regulación excesiva
• Las empresas tienen sus propios mecanismos de control interno
• Los empleados no son considerados empleados públicos
SENER
SE
SHCP
STPS
ASF
CRE
STPRM
OIC
IFAI
CNH
SFP
SEMARNAT
Comités
18
Gobierno corporativo y desempeño
Múltiples instancias de
autorización para
contrataciones
Integración del Consejo
de Administración
Ineficiencias operativas Administraciones
discontinuas
Múltiples instancias de
autorización para
contrataciones
19
Efecto del límite de deducibilidad
en el cálculo del derecho ordinario
30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120%
Argentina
UK
USA - Texas (Spraberry)
USA - offshore (<200)
Colombia
Brazil > AP
Angola - Aguas Profundas
Nigeria - Aguas profundas
Russia
Norway
Angola - Tierra AS
Mexico sin límite de deducibilidad
Brazil - AS
Venezuela
Brazil - Tierra
Egypt - Tierra
Indonesia - Tierra y AS
Malaysia - Tierra
Kazakhstan
Mexico actual
Nigeria
Impuestos/Utilidad de operación
La eliminación del
costo límite en 2012
hubiera permitido
invertir 10 billones de
dólares más.
20
Conclusiones para la empresa
Autonomía presupuestal
Capacidad de asociación
Fiscalización
Gobierno corporativo
Régimen fiscal
El fortalecimiento de la empresa demanda
revisar el marco legal relativo a:
21
Mercados y seguridad
energética
22
Cada vez dependemos más del exterior
PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS
Nota: La línea de “Oferta de Pemex de Gas Natural” refleja el gas seco disponible para el mercado nacional, que proviene de dos fuentes: (i) directo de los
campos de producción y (ii) de los complejos procesadores de Pemex. Esta oferta no refleja la producción total de gas natural en México, ya que no incluye la
produción de gas húmedo, la cual no ha sido acondicionada para el consumo del usuario final.
Fuentes: Comisión Nacional de Hidrocarburos, “Análisis prospectivo del gas natural en México,” 2013. Secretaría de Energía, Sistema de Información
Energética, enero-junio 2013.
3,251
4,971 4,503
109
1,258 2,336
3,360
6,229
6,839
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013*
Importaciones
Producción
Consumo
(34% DEL CONSUMO
NACIONAL)
(66% DEL CONSUMO
NACIONAL)
GAS NATURAL
MILLONES DE PIES CÚBICOS DIARIOS (MMPCD)
23
Cada vez dependemos más del exterior
PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE GASOLINA
127
54
395 376
455 416
503
752
811
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fuente: Petróleos Mexicanos, promedio anual 1997-2012.
Importaciones
Producción
Consumo
75% DEL CONSUMO NACIONAL
25% DEL CONSUMO NACIONAL
51%
DEL CONSUMO NACIONAL
49%
DEL CONSUMO NACIONAL
24
Cada vez dependemos más del exterior
DEMANDA, PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE
PETROQUÍMICOS
3.62
6.64
7.62
2.47
12.72
14.47
6.09
19.36
22.09
0
3
6
9
12
15
18
21
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fuente: Secretaría de Energía, con datos de Pemex-Petroquímica y Banco de México.
Importaciones
netas
Producción
Demanda
65%
DE LA DEMANDA
35%
DE LA DEMANDA
25
En suma:
Vamos perdiendo la condición de exportadores netos
6.86
1.62
0
1
2
3
4
5
6
7
8
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
Fuente: CNH con información de Banxico.
*Incluye petróleo, gas natural y petrolíferos.
Exportaciones / Importaciones
Exportadores Netos
Importadores Netos
26
Mecanismos e Instituciones
reguladoras
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Mecanismos e instituciones
reguladoras, elementos criticos de la reforma
Asignaciones
Contratos
Comercializador Producción
Comercialización
Administradora de
ingresos y utilidades
Recibe ingresos
Distribuye utilidad
Tesorería de la
federación
Recibe renta, utilidades e
impuestos
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Conclusiones
El país cuenta con una amplia base de recursos hidrocarburos en el subsuelo:
Se requiere incrementar los niveles de producción de crudo y de gas para:
− Garantizar la seguridad y la competitividad energética
− Generar la renta requerida para el desarrollo económico del país
Lo anterior demanda niveles de inversión y capacidad de ejecución que hacen
evidente el contar con empresas adicionales que apoyen a PEMEX en esta tarea
En este entorno se hace necesario el fortalecimiento de las instituciones regulatorias
y de petróleos mexicanos
Se requiere por lo tanto que esta soberanía diseñe y apruebe un marco legal que
permita las asociaciones de PEMEX y la celebración de nuevas modalidades de
contratos de exploración y extracción con empresas privadas
En este sentido y bajo la premisa, de que los recursos del subsuelo continuarán
siendo propiedad de la nación, considero que la reforma a los art. 27 y 28
constitucionales darían mayor certidumbre jurídica a los principales actores y
permitiría un ambiente propicio para el logro del objetivo fundamental que es elevar
el nivel de vida de los mexicanos
Gracias
México, D.F. 9 de Octubre de 2013
Ing. Carlos Morales Gil
